SY／T 7440-2019 标准规范下载简介：
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SY／T 7440-2019 CO2驱油田注入及采出系统设计规范2.0.1 CO, 驱
为了保持油层压力、提高采收率而将CO2注入油层的驱油 方式。
3.0.1CO2驱油由注入及采出系统工程设计应与油藏上程和采 油工程紧密结合，应根据油藏提高采收率及CO2理存的具体要 求，综合优化，分阶段实施。 3.0.2CO2驱油田注入及采出系统工程总体布局应根据CO2来 源和供给方式、水气交替注入要求、注入井和生产井分布、自 然条件及已建地面系统依托情况，并应统筹考虑采出水处理 给排水及消防、供配电、通信、道路等公用工程，通过技术经 济分析确定。 3.0.3CO驱油田注入及采出系统工艺流程应根据油藏工程 采油工程和气源供给方案、CO2驱油气物性及组成、产品方案 自然条件等，通过技术经济分析确定，并应符合下列规定： 1注入流程应密闭，并应采取有效的相态控制措施。 2集输流程宜密闭，且采出CO2宜循环注入。 3.0.4CO2驱油田注入及采出系统工程建设规模，应根据气源 规模和不低于10年的开发指标预测资料确定。 3.0.5CO2驱油田注入及采出系统储罐、设备、管道及附件应 合理选择材质和防腐措施，宜合理设置腐蚀检测点。 3.0.6CO2注入站和CO2驱采出气处理装置宜与注水站、接转 站、脱水站等联合布置。CO2配注间宜与配水间、集油阀组间， 计量站等联合布置。 3.0.7COz驱站场应有防止CO2聚集的措施。 3.0.8CO2驱站场应在明显位置设置HSE警示标识，宜合理设 置泄漏监测点。
4.1.1CO2注入先导试验阶段宜采用移动式注入；工业化注入 阶段宜采用固定站注人。 4.1.2液相注入、超临界注入和密相注入工艺应根据COGB/T 14048.21-2013 低压开关设备和控制设备 第5-9部分：控制电路电器和开关元件 流量开关，气源 的相态和供给方式，通过技术经济分析确定。 4.1.3驱油用COz含量指标应满足油藏工程技术要求。 4.1.4CO2放散管应引至室外，放散口应高出站场内平台或建 筑物顶2.0m以上。 4.1.5水气交替注入时应设隔离两种介质的设施，并应采取防 冻措施。
4.2.1注入站宜具有CO,计量、储存、升压、分配等功能。
任入站直其有C02订重、储
1注入流程应满足油藏不同开发阶段的要求，可选择单泵 压缩机）单井注入流程、单泵（压缩机）多井注入流程、多泵 压缩机）多井注入流程。 2液相注人流程应设稳压和防止泵汽蚀设施。 3超临界注入流程应根据气源条件及注入压力选择系统增 压级数。 4密相注入流程应设增压设备入口CO2态控制设施。
4.2.3注入设备应符合下列规定
1液相注入设备宜采用柱塞泵，柱塞泵选择应满足下列 要求：
1）过流部件材质应满足耐低温、耐腐、抗磨要求； 2）应自带排气系统； 3）进、出口管线应有气体排出和耐振设施： 4）配套阀门应选用耐低温材质： 5）宜自带冷却系统。 2超临界注入设备宜选用往复式压缩机，压缩机选择应满 足下列要求： 1）宜采用低转速、低活塞线速度机组； 2）活塞杆宜采用耐CO2腐蚀材质： 3）机组应进行脉动分析； 4）高压回流宜采用加热回流。 3密相注入宜采用容积式泵，容积式泵选择应满足下列 要求： 1）应具备高压入口； 2）泵头宜设保冷夹套； 3）宜设冷却装置； 4）填料箱宜采用主副密封。
2）泵头宜设保冷夹套： 3）宜设冷却装置； 4）填料箱宜采用主副密封。 4.2.4注入厂房应符合下列规定： 1厂房内应设自然通风、机械通风，并在CO2易于积聚处 设置CO2探测器及报警装置，且机械通风装置与CO2报警装置 联锁。 2厂房与值班室毗邻建设时，不应有孔洞相连通，观察窗 应为密封隔音窗。 3CO2管线不得穿越与其无关的建筑物。 4压缩机厂房宜采取降噪措施。 4.2.5液相CO2储存与装卸应符合下列规定： 1注入站连续运行时，CO2储罐设置不宜少于2座。储存
1厂房内应设自然通风、机械通风，并在CO2易于积聚处 设置CO2探测器及报警装置，且机械通风装置与CO2报警装置 联锁。 2厂房与值班室毗邻建设时，不应有孔洞相连通，观察窗 应为密封隔音窗。 3CO2管线不得穿越与其无关的建筑物。 4压缩机厂房宜采取降噪措施
1注入站连续运行时，CO2储罐设置不宜少于2座。储存 时间宜满足下列要求： 1）采用管道输送时，不宜小于4h； 2）采用其他方式运输时，不应小于12h。
2CO2储罐应地上设置，且宜与注入泵毗邻建设。 3 CO2储罐应设液位显示及超限报警，且与泵联锁。 4 CO2储罐安装高度应满足操作条件下泵的必需汽蚀余量 要求。 CO2储罐应设并联备用安全阀。 6 CO2储罐应设自动恒压系统， 4.2.6 注入站应设放空管，并应符合下列规定： 1 应设置在全年最小频率风向的上风侧。 2 宜高、低压分开设置。 3 宜设反作用力消除装置。 4 应设置防雨设施。 放空管高度不宜低于15m。
4.3.1CO2液相注入管道应设置温度补偿，宜采用自然补偿。 4.3.2站外CO2液相注入管道无特殊要求时，不宜采取绝热措 施，与其他管道平行敷设时，净距不应小于1.2m；相互交叉时， 应采取绝热措施，垂直净距不应小于0.3m。 4.3.3CO2注入管道流速宜符合下列规定： 1液相注入管道流速宜为0.8m/s～2.1m/s。 2超临界、密相注入管道流速宜为0.9m/s～3.4m/s。 4.3.4站外CO注入管道应避开地势低洼地带和居民聚集区； 无法避开时，应在居民聚集区周边设置CO2探测器及报警装置。 4.3.5COz注入管道宜埋地敷设，管顶埋深不宜低于1.5m。 4.3.6液态CO2输送管道摩阻损失可按达西公式进行计算。 CO2黏度见附录A。
4.3.1CO2液相注入管道应设置温度补偿，宜采用自然补偿。 4.3.2站外CO2液相注入管道无特殊要求时，不宜采取绝热措 施，与其他管道平行敷设时，净距不应小于1.2m；相互交叉时， 应采取绝热措施，垂直净距不应小于0.3m。 4.3.3CO2注入管道流速宜符合下列规定： 1液相注入管道流速宜为0.8m/s～2.1m/s。 2超临界、密相注入管道流速宜为0.9m/s～3.4m/s。 4.3.4站外CO注入管道应避开地势低洼地带和居民聚集区； 无法避开时，应在居民聚集区周边设置CO2探测器及报警装置。 4.3.5COz注入管道宜埋地敷设，管顶埋深不宜低于1.5m。 4.3.6液态CO2输送管道摩阻损失可按达西公式进行计算。 CO2黏度见附录A。
4.4.1配注间宜辖注入并5～8口。
4.4.2配注间内应设自然通风、机械通风，并在CO2易于积聚 处设置CO2探测器及报警装置，且机械通风装置与CO2报警装 置联锁。
4.4.3配注间与值班室毗邻建设时，不应有孔洞相连通，又
4.4.3配注间与值班室毗邻建设时，不应有孔洞相连通，观察 窗应为密封隔音窗。 4.4.4COz注入管道不应设置地下阀池，管道截断阀宜设置在 配注间内
4.4.4CO2注入管道不应设置地下阀池，管道截断阀宜设置在 配注间内。
4.4.4CO2注入管道不应设置地下阀池，管道截断阀宜
4.5.1注入井场内CO2单井管道应设置截断阀，截断阀安装不 应影响修井作业。
4.6.1CO,注入管道选材应符合下列规定
2）设计压力小于6.3MPa且设计温度大于或等于0℃ 时，可选用16Mn锻件。 2垫片、紧固件材质选择应符合现行行业标准《钢制管法 兰、垫片、紧固件》HG/T 20592 ～20635 的规定。
5.1.1CO,驱油田油气集输可采用单管不加热流程、单管加热 流程、双管掺液流程、单管环状掺液流程；气液比较高时，可 采用气液分输流程。
5.1.2CO,驱油并并口回压最高值宜符合下列规
1自喷并可为油管压力的0.4～0.5倍，后期采用机械采 油时，应同时满足机械采油井井口回压要求。 2机械采油井宜为1.0MPa～2.5MPa，特殊地区可提高到 3.6MPa。 3井口套管气压力宜采用控压措施连续生产。 5.1.3CO2驱采出水应处理后回注，处理工艺应根据采出水性 质、回注指标的要求确定
5.2.1 采油井场设施应满足耐CO2腐蚀要求。 5.2.2 抽油机基础高度应满足采油树安装需求。 5.2.3 CO2驱规模较小时，受效油井宜采用汽车拉运方式生产
5.3.1计量站设施应满足耐CO2腐蚀要求。 5.3.2计量设备应适应CO2驱气液比波动大和段塞流的工况 要求。 5.3.31 计量站设多台分离器时，宜同时具备串联及并联功能。 5.3.4计量站室内宜设CO2探测器及报警装置。
5.3.1计量站设施应满足耐CO2腐蚀要求。
5.3.4计量站室内宜设CO,探测器及报警装置。
5.4.1CO2驱油气集输管道可采用非金属管材、碳钢管材或不 锈钢（或内衬不锈钢）管材，选材应通过技术经济分析确定 并应符合下列规定： 1采用非金属管材时，应耐CO2腐蚀与渗透。 2采用碳钢材质时，应采取防腐措施。 5.4.2CO2湿气管道法兰材质宜选用S31603锻件。 回流
锈钢（或内衬不锈钢）管材，选材应通过技术经济分析确定
2采用碳钢材质时，应采取防腐措施
5.5.1CO2驱采出流体气液分离宜设气液预分离流程。 5.5.2CO2驱采出流体气液分离宜采用旋流分离和重力沉降相 结合的分离装置。 5.5.3CO驱采出流体气液分离器中液体的停留时间宜为10min~ 30min。 5.5.4CO2驱采出流体进行气液分离时，宜符合下列规定： 1宜选择机械消泡。 2采用化学消泡时，加药点宜设在进站来液汇管上
1宜选择机械消泡。 2 采用化学消泡时，加药点宜设在进站来液汇管上。 3 分离器内部伴生气出口应设除油捕雾器。 5.5.5（ CO2驱采出流体气液分离器宜设保持液位和压力平稳的 设施
5.5.5CO2驱采出流体气液分离器宜设保持液位和压力平租 设施。
5.6.1CO2驱采出原油脱水工艺应根据原油性质、含水率、乳 状液的乳化程度等条件，通过试验和技术经济分析确定。 5.6.2CO2驱油田原油脱水宜采用密闭工艺。 5.6.3 CO2驱采出原油与水驱采出原油宜混合进行脱水处理。 5.6.4COz驱采出原油脱水设备排出的含油污水含油量不应大 于1000mg/L。
5.7.1CO2驱采出气处理工艺流程，应根据采出气组成、驱油 指标、产品指标，通过技术经济分析确定。处理后的CO2或高 含CO2采出气应循环注入，处理后的烃类气宜进入采出气系统。
1用于CO2驱循环注入时，CO2含量应满足油藏工程驱油 指标要求。 2用于燃料气时，CO2含量不宜大于30%。 3用于商品气时，应满足现行国家标准《天然气》 GB17820二类气指标要求。 业平山E
5.7.4当采出气中CO,含量满
6.1.1CO2驱站场自动控制系统的架构应根据工程规模、油田 建设现状、操作管理模式、自然条件及投资等因素综合分析 确定。 6.1.2CO2驱站场采集的数据宜包括水露点及生产过程数据、 设备状态数据、环境数据。 6.1.3CO2宜采用质量单位计量，二级、三级计量时，液相也 可采用体积单位计量，计量精度应符合下列规定： 1一级计量应为油田与外部市场的贸易交接计量，计量系 统的最大允许误差应为士2%。 2二级计量应为油田内部的生产计量，计量系统的最大允 许误差应为±10%。 3三级计量应为油田内部的单井生产计量，计量系统的最 大允许误差应为±15%。
6.2.1一级计量宜选用质量流量计，气相计量可选用超声波流 量计；二级、三级计量宜选用差压式或容积式流量计，在线计 量时应采用温压补偿。 6.2.2液态CO2储罐液位检测，宜选用差压式物位仪表。
6.2.3CO2在高压差调节时宜选用多级降压结构的调节阀
6.3.1CO,储罐液位应连续显示，并应设高、低液位
.1CO2储罐液位应连续显示，并应设高、低液位报警，液
6.3.2液相CO2注入泵出、入口应设超压报警，并应联锁停泵。 6.3.3密相CO2注入泵入口应设高温、低压报警，并应联锁停 泵：出口应设高压报警，并应联锁停泵。
6.3.2液相CO2注入泵出、入口应设超压报警，并应联锁停泵。 6.3.3密相CO2注入泵入口应设高温、低压报警，并应联锁停 泵；出口应设高压报警，并应联锁停泵。
泵；出口应设高压报警，并应联锁停泵。
7.0.1CO2驱站址宜位于城镇、居住区全年最小频率风向的上 风侧，且不应位于低注或窝风地段。 7.0.2CO2注入泵、压缩机等生产设施宜集中布置，应远离控 制室、办公室和要求安静的场所。 7.0.3液态CO2储罐区宜布置在站场边缘，并应布置在全年最 小频率风向的上风侧。 7.0.4注入泵房和汽车装卸场宜邻近液态CO2储罐区布置，汽 车装卸场独立成区，并宜设单独的出入口，出入口宜设汽车衡。 7.0.5站场内管道和电缆不宜采用沟内敷设，采用沟内敷设时 应采取防止气体积聚的措施。
附录A不同温度下纯CO2黏度随
附录A不同温度下纯CO2黏度随 压力变化曲线
图A不同温度下纯CO，黏度随压力变化曲线
1为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度 不同的用词说明如下： 1）表示很严格，非这样做不可的用词： 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”。 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的用词： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”。 3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的 用词： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”。 4）表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采 用“可”。 2本规范中指明应按其他有关标准执行的写法为“应符 合.·的规定”或“应按···执行”。
《高压化肥设备用无缝钢管》GB/T6479 《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711 《天然气》GB17820 《钢制管法兰、垫片、紧固件》HG/T 20592～20635
中华人民共和国石油天然气行业标准
CO2驱油田注入及采出
SY/T 74402019
总则 22 术语 23 3 基本规定 24 4 注人 26 4.1 一般规定 26 4.2 注入站 26 4.3 注人管道 28 4.4 配注间 28 4.5 注人井口 28 4.6 选材 28 5 油气集输处理 30 5.1 一般规定 30 5.2 采油井场 30 5.3 计量站 30 5.4 油气集输管道 31 5.5 气液分离 31 5.6 原油脱水 32 5.7 采出气处理 33 6 自动控制及CO,计量 34 6.1 一般规定 34 6.2计量及仪表选择 34 站场总图 35
1.0.1本条说明了制定本规范的目的。 1.0.2本条说明了本规范的适用范围。本规范中所述陆上油田 包括陆上的陆相沉积油藏和海相沉积油藏，以及CO2混相驱 近混相驱和非混相驱油藏。
1.0.1本条说明了制定本规范的目的。 1.0.2本条说明了本规范的适用范围。本规范中所述陆上油田 包括陆上的陆相沉积油藏和海相沉积油藏，以及CO2混相驱、 近混相驱和非混相驱油藏。 1本发品子
1.0.3本条说明了本规范与国家现行有关规范的关系
术语，其定义及范围，仅适用于本
3.0.6目前国内实施CO2驱的油田均是在水驱或枯竭式开采
CO2驱采出气处理装置宜结合已建注水站、接转站、脱水站等 联合布置，CO2配注间宜结合已建配水间、集油阀组间、计量 站等联合布置。 3.0.7CO2易泄漏的场所应采取有效的CO2监测、排放、稀释 措施（例如放空管加高、安装轴流风机、站场采用通透式围墙 站址选择地势高的地区等），防止CO2聚集。 3.0.8CO2驱井场、CO2配注间、CO2驱集油阀组间、CO2驱计 量站、CO2注入站、CO2驱接转站、CO2驱脱水站等CO2驱站 场应在明显位置设置HSE警示标识，在有必要的地方合理设置 泄漏检测点。
4.1.1在CO2驱油由的开发初期，开发效果不明朗，一般油藏 采用小规模的试注。为减少投资风险，地面系统一般采用移动 式注入站注入，试验结束后可移动到其他区块继续使用。开发 效果明朗后，需要进行大规模CO2驱时，可采用利于维护管理 的固定建站方式。 4.1.3本条“驱油用CO2”的纯度应按油藏给出的指标设计， 以不影响油藏驱油为原则。 4.1.5本条“采取防冻措施”是考虑北方地区在环境温度低于 0℃注CO2时，注水部分停注，易造成管线结冰冻裂。“设隔离 两种介质的设施”是防止两种介质相互进入对方管道，造成冻 堵腐蚀等。
4.2.2本条第1款是根据吉林油田建设经验制定的。在CO2开 发验证阶段，注入站场宜采用小站或撬装建设，开发趋势明朗 后再进行规模性建站。一般单泵单并注入流程适用于单井注入， 单泵（压缩机）多井注入流程适用于不需要连续注入的CO2驱 注入，多泵（压缩机）多井注入流程适用于大规模连续注CO2 驱油开发。本条第2款液相CO，处于饱和态时，温度升高、压 力下降都会使液态CO2汽化，造成机泵汽蚀，影响机泵正常运 行。本条第2款稳压设施是指防止因环境温度过高、过低或抽 空等因素造成的系统压力波动而设置的装置，通常为制冷设备、 汽化设备或放空泄压设施。防止泵汽蚀设施是指保证泵入口压
力满足必需汽蚀余量的措施，例如提高灌泵压头等。本条第4 款密相注入流程中增压设备入口CO2相态控制设施是指采取降 温或放空等措施保证增压设备入口CO2无气相或不凝气存在。 4.2.3压缩机振动对设备基础、管道及设备本身都会造成疲劳 损坏，因此机组应进行脉动分析。密相注入用容积式泵泵头宜 设保冷夹套，即采用冷却水控制CO2温度，防止高温造成机泵 效率下降。 4.2.4本条第1款～第3款主要为防止CO2泄漏后造成人员室息。 4.2.5本条第2款储罐至喂液泵、喂液泵至注入泵间的管道应 尽量缩短，不应有盲管段，防止管道过长及盲管段内液态CO 升温汽化，造成机泵汽蚀。 本条第4款CO2储罐出液管在额定出流量下，压力损失不 宜过大。储罐基础标高应根据计算确定：
式中：H一一储罐基础高（m）； H,一 储罐最低液位至储罐鞍座底面高度（m）： H2一喂液泵入口至储罐最低液位距离（m）； H3一一储罐出口至喂液泵入口沿程阻力损失（m）； H4一一喂液泵入口至储罐基础地坪距离（m）； Hs一喂液泵入口所需最小压头（m）。 与罐相连的管道端部开关阀应选用CO专用阀门，流动阻 力小，开关轻便快速，在事故时能及时关闭CO2气源。 本条第5款储罐为密闭储罐，当储罐停运时，外界温度高 时，会造成罐内液态汽化，罐压升高，需要人工排放泄压，人 工排放不及时就需要通过安全阀泄压，采用双安全阀，一开一 备使用，能时刻保证储罐安全。同时储罐应设置高低压报警， 温度、压力、液位显示且具备远传功能，用以监测储罐运行状 态，保证安全运行。采用真空保温的液相CO2储罐，应配备真 空度检测设施，外胆具有超压保护措施，
本条第6款CO2储罐为密闭储罐，当罐内出流量过大时， 自然汽化不能满足储罐内压力补充，需要采用增压系统控制压 力，防止压力过低。 4.2.6本条第5款放空管高度不宜低于15m，是参照现行国家 标准《恶臭污染物排放标准》GB14554中有组织排放排气筒的 最低高度不得低于15m的标准制定
4.3.4CO2注入管道与居民区安全距离按现行国家标准《输气 管道工程设计规范》GB50251执行。放空管与注入站的距离执 行现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183。 4.3.6不论是超临界注入还是低温液相注入，CO2注入高压端 在埋地后受环境温度影响，基本以液态形式存在。
4.4.2，4.4.3主要防止CO2气体聚集，造成人员室息。 4.4.4本条主要防止CO2在低洼处聚集。
4.4.2，4.4.3主要防止CO2气体聚集，造成人员室息。
4.5.1本条主要用于井口泄漏事故时的紧急切断。阀门应远离 并口，位于井场边缘，设置阀件盒等保护措施。 4.5.2人口稠密区注入井口设置防护措施，可防止外来人员破 环，保证安全生产，同时也防止非工作人员进入造成意外伤害。 注入并口防护措施可采用围栏，围栏不应小于3.0m×3.0m，高 度不应小于1.5m，也可采用阀盒保护，同时应便于拆卸
4.6.1根据CO2液相注入流程、超临界注入流程、密相注入 流程中CO,的压力、温度不同，本条分两种情况。当管道设
计压力大于或等于6.3MPa或设计压力小于6.3MPa，设计温度 大于或等于一40℃且小于0℃时，管道按现行国家标准《高压 化肥设备用无缝钢管》GB6479进行选材。当管道设计压力小 于6.3MPaGB/T 36956-2018 柔性直流输电用电压源换流器阀基控制设备试验，设计温度大于或等于0℃时，管道按现行国家标准 《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711进行选 材。主要是根据CO2介质对材料的强度和温度要求来考虑的。 实验表明纯净CO2对碳钢、低合金钢几乎没有腐蚀，所以只要 根据CO2对材料的强度、温度要求来进行选材即可。 4.6.2本条是根据CO2储罐材料对低温性能的要求来考虑的。 4.6.3本条主要是根据CO2在注入管道中温度变化（或受环境 温度影响）特性和实际使用经验两方面因素考虑的。环境温度 系指所输送介质周围的媒质温度，通常为室外管道周围的大气 温度，具体系指当地历年来月平均最低气温的最低值。
5.1.1CO驱油田油气收集在条件允许的情况下，宜采用井口 不加热单管流程、单管环状掺液流程，特殊情况下，根据油品 性质通过试验采用其他流程。当CO，突破后形成高气液比时 可通过技术经济分析论证采用气液分输流程， 5.1.2对于低渗透低产油田，在单井产液量较低、集输半径较 长或采用不加热集输的情况下，油井回压可适当提高。CO驱 油井采出液性质变化和气液比升高，一般会造成井口回压较水 驱高，因此规定机械采油井最高允许并口回压宜为1.0MPa 2.5MPa，特殊地区可提高到3.6MPa。为避免高气液比和气窜影 响正常生产，井口套管气需定压连续生产
5.2.1采油井场功能简单，设施少，但管件相对多，内防腐困 难，设计时宜采用耐CO2腐蚀管材。 5.2.2可以适当调整抽油机基础高度来满足采油工程采油树安 装高度需求。 5.2.3CO2驱先导试验规模较小时，受效油压力高、气量大， 为避免引起集输系统腐蚀可采用单共罐汽车拉运生产方式
5.2.3CO,驱先导试验规模较小时HS/T 56-2017 球形碳化钨硬质合金粉的鉴定方法，受效油井压力高、气量大， 为避免引起集输系统腐蚀，可采用单井罐汽车拉运生产方式。
5.2.3CO，驱先导试验规模较小时，受效油井压力高
5.3.1计量站内设施、管件相对较多，内防腐困难，设计时宜